Методика поверки «ГСИ. Установки измерительные "Мера-ММ.103"» (НА.ГНМЦ.0217-2018 МП)

УТВЕРЖДАЮ

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Установки измерительные «Мера-ММ.ЮЗ»

Методика поверки

НА.ГНМЦ.0217-2018 МП

с изменением № 1

Казань

2020

Обособленным подразделением Головной научный метрологический центр АО «Нефтеавтоматика» в г.Казань

(ОП ГНМЦ АО «Нефтеавтоматика»)

аттестат аккредитации № RA.RU.311366

Крайнов М.В.,

Гордеев Е.Ю. - к.ф.-м.н.

Настоящая инструкция распространяется на установки измерительные «Мера-ММ.ЮЗ» (далее - установки) и устанавливает методику их первичной (при выпуске из производства и после ремонта) и периодической поверки.

Если очередной срок поверки средств измерений (СИ) из состава установки наступает до очередного срока поверки установки, поверяется только это СИ, при этом поверку установки не проводят.

Межповерочный интервал установок: четыре года.

(Измененная редакция, Изм. №1)

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1. Таблица 1

• 2.1 Рабочий эталон 1-го или 2-го разряда по ГОСТ 8.637-2013 - при проведении поверки проливным способом (п. 6.4.3, п. 6.4.4).

• 2.2 Средства поверки в соответствии с нормативными документами на поверку средств измерений, входящих в состав установок - при проведении поверки поэлементным способом (п. 6.4.2).

• 2.3 Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых установок с требуемой точностью.

• 2.4 Эталоны единиц величин, используемые при поверке СИ, должны быть аттестованы в соответствии с Положением об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 23 сентября 2010 г. № 734 «Об эталонах единиц величин, используемых в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений». Вспомогательное оборудование должно быть аттестовано в установленном порядке.

Раздел 2 (Измененная редакция, Изм. №1)

При проведении поверки соблюдают требования, установленные:

• - Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

• - Правилами безопасности при эксплуатации используемых СИ, приведенными в их эксплуатационной документации;

• - Правилами технической эксплуатации электроустановок;

• - Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей.

• 4.1 При проведение поверки установок с применением эталонов по ГОСТ 8.637-2013 (кроме мобильных эталонных установок, работающих на реальных измерительных средах и применяемых при поверки установок на месте эксплуатации) соблюдают условия, приведенные в таблице 2.

Таблица 2 - Условия проведения поверки

4.2 При проведении поверки поэлементным способом соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на поверку СИ, входящих в состав установки.

• 5.1 Подготовку к поверке проводят в соответствии с руководством по эксплуатации установки и НД на поверку СИ, входящих в состав установки.

Раздел 5 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 6.1 Внешний осмотр и проверка комплектности технической документации

  • 6.1.1 При внешнем осмотре и проверке комплектности технической документации должно быть установлено соответствие установки следующим требованиям:

• - наличие эксплуатационно-технической документации на установку и СИ, входящие в состав установки;

• - на компонентах установки не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих применению;

• - надписи и обозначения на компонентах установки должны быть четкими и соответствующими эксплуатационно-технической документации;

• - целостность поверительных пломб или оттисков поверительных клейм на средствах измерениях, входящих в состав установки (при их наличии).

• 6.1.2 Результаты осмотра считают удовлетворительными, если выполняются вышеуказанные требования.

• 6.1.3 В случае неудовлетворительных результатов внешнего осмотра поверку прекращают.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения.

Чтобы определить идентификационные данные программного обеспечения установки необходимо выполнить нижеперечисленные процедуры.

В главном меню на сенсорной панели установки нажать кнопку «Версия ПО». В открывшемся на сенсорной панели окне отобразится наименование и номер версии встроенного программного обеспечения контроллера.

Если идентификационные данные, указанные в описании типа и полученные в ходе выполнения п.6.2, идентичны, то делают вывод о подтверждении соответствия программного обеспечения установки программному обеспечению, зафиксированному во время проведения испытаний в целях утверждения типа, в противном случае результаты поверки признают отрицательными.

• 6.3 Опробование

• 6.3.1 Опробование СИ, входящих в состав установки, при поэлементном способе поверки проводят в соответствии с НД на их поверку.

• 6.3.2 Опробование установки, при проливном способе поверки, проводят с помощью эталона 1 или 2 разрядов, либо с применением эталона 2 разряда по ГОСТ 8.637-2013 на коллекторе скважины (при поверке на месте эксплуатации). Опробование установки проводят путем изменения параметров потока и качественной оценки реакции на такое изменение.

Результаты опробования считают удовлетворительными, если при увеличении (уменьшении) значения параметров потока соответствующим образом изменялись показания установки.

• 6.4 Определение MX установки.

• 6.4.1 Определение MX установки проводят одним из двух способов:

• - поэлементным способом;

• - проливным способом.

• 6.4.2 Проведение поверки поэлементным способом.

• 6.4.2.1 Проверяют наличие у СИ, входящих в состав установки, действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

• 6.4.2.2 Относительную погрешность установки при измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, 5М_Ж, %, определяют по формуле

5М_Ж = ±1,1 • ^5* + б*_оп, + 5д₀„_р +   ,                                   (1)

где 5м - пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика-расходомера массового при измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, %;

5_n - пределы допускаемой относительной погрешности системы обработки информации (СОИ) по каналу измерений массы, %.

Значение относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода скважинной жидкости 5М_Ж) %, не должно превышать ± 2,5%.

• 6.4.2.3 Определение относительной погрешности установки при измерении объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

• 6.4.2.3.1 Относительную погрешность измерений объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям, 6V_rc, %, при использовании массового расходомера, определяют по формуле

  6V,

  

  (2)

где 6М_ГС - пределы допускаемой основной относительной погрешности счетчика-расходомера массового при измерении массы нефтяного газа, %;

бр_г - относительная погрешность определения плотности нефтяного газа, %;

б_сои - допускаемая относительная погрешность СОИ по каналу измерений объема нефтяного газа, %;

б_доп1 - дополнительная погрешность счетчика-расходомера массового от влияния температуры рабочей среды, %;

бдопр - дополнительная погрешность массового расходомера от влияния давления рабочей среды, %.

• 6.4.2.3.2 Относительную погрешность измерения объема нефтяного газа, 6V_rc, %, при использовании объемного расходомера-счетчика вычисляют по формуле

  

  (3)

где 5V_r - допускаемая относительная погрешность объема нефтяного газа в рабочих условиях, %;

бр - допускаемая относительная погрешность преобразователя давления при измерениях в рабочих условиях, %;

6Т -допускаемая относительная погрешность преобразователя температуры при измерениях в рабочих условиях, %;

$•< - относительная погрешность вычисления коэффициента сжимаемости свободного нефтяного газа по ГОСТ 30319.2, %;

©i - коэффициент влияния соответствующей величины на коэффициент сжимаемости свободного нефтяного газа.

Коэффициенты влияния <=>_р, 0_Т вычисляют по следующим формулам

(4) (5)

где Др=0,001 МПа, ДТ=0,01 К приращения давления и температуры при стандартных условиях, соответственно;

ДК_Р - изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении давления на величину Др;

ДК_Т - изменение значения коэффициента сжимаемости при изменении температуры на величину ДТ;

• 6.4.2.3.3  Значение относительной погрешности измерений объема и объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, не должно превышать ± 5 %.

• 6.4.2.3.4 Относительную погрешность измерений массы скважинной жидкости без учета воды, 6М_Н, %, определяют по формуле

  

  		2
  6М* +
  	! WMB
  	I 100 J

  (6)

где 5М_Ж - относительная погрешность установки при измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, %;

5W_MB - пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения массовой доли воды в скважинной жидкости, %;

W_MB - массовая доля воды, %

Значение относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости без учета воды не должно превышать:

• - при влагосодержании от 0 % до 70 %                           ± 6,0 %;

• - при влагосодержании свыше 70 % до 95 %                     ± 15,0 %.

• 6.4.3 Определение пределов допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, с применением эталона 1 и 2 разрядов^{1 2} (проливной способ поверки).

• 6.4.3.1 Проверяют наличие у СИ, входящих в состав установки (за исключением жидкостного и газового расходомеров), действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

• 6.4.3.2 Относительную погрешность установки при измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям определяют сравнением значений каждого параметра, измеренного установкой, со значениями соответствующего параметра, измеренного эталоном 1 или 2 разрядов.

Определение относительных погрешностей установки производят на комбинации трех значений расхода жидкостей и газа (О_ж1, Q_ri, Ож2, Ог2, Ожз, Огз) при трех значениях объемной доли воды (10%, 70%, 95%). Расходы скважинной жидкости и газа соответствуют минимальному, среднему и максимальному расходам установки, согласно технической документации на установку.

В каждой точке проводят не менее трех измерений.

• 6.4.3.2.1 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода скважинной жидкости в j-й точке, 5О_Жу, %, определяют по формуле

Q .. -Q³

50жч= дэ '-ЧОО.                                       (7)

xij

где Q>Kij - массовый расход скважинной жидкости, измеренный установкой, т/ч;

Q^j- массовый расход скважинной жидкости, измеренный эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости при каждом измерении не должно превышать 2,5 %.

• 6.4.3.2.2 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды в j-й точке, бО_ну, %, определяют по формуле

Q • -Q³

5СЦ = ^Н1‘    ^1,11-100.                                                       (8)

'*Hij

где Q_Hjj - массовый расход скважинной жидкости без учета воды, измеренный установкой, т/ч;

Ону - массовый расход скважинной жидкости без учета воды, измеренный эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости без учета воды при каждом измерении не должно превышать:

• - при влагосодержании от 0 % до 70 %                           ± 6,0 %;

• - при влагосодержании свыше 70 % до 95 %                     ±15 %.

• 6.4.3.2.3 Относительную погрешность i-ro измерения объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям в j-й точке, 6Qnj, %, определяют по формуле

Q..-Q³.

^5Qni=      ^Г"-Ю0.                                         (9)

^Urij

где Qrij - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой, м³/ч;

Q^j - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный эталоном, м³/ч.

Значение относительной погрешности измерений объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям при каждом измерении не должно превышать 5,0 %.

• 6.4.4 Определение пределов допускаемой относительной погрешности установки при измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям, с применением эталона 2 разряда на месте эксплуатации.

• 6.4.4.1 Проверяют наличие у СИ, входящих в состав установки (за исключением жидкостного и газового расходомеров), действующего знака поверки и (или) свидетельства о поверке, и (или) записи в паспорте (формуляре) СИ, заверенной подписью поверителя и знаком поверки.

• 6.4.4.2 Относительную погрешность установки при измерении массы и массового расхода скважинной жидкости, массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды, объемного расхода нефтяного газа, приведенных к стандартным условиям определяют сравнением значений каждого параметра, измеренного установкой, со значениями соответствующего параметра, измеренного эталоном 2 разряда, используя в качестве измеряемой среды газожидкостную смесь, поступающую из скважины.

Определение относительных погрешностей установки производят на трех скважинах, подключенных к установке, с различными значениями по расходу скважинной жидкости, влагосодержанию скважинной жидкости и расходу нефтяного газа, скважины выбирают таким образом, чтобы максимально охватить весь рабочий диапазон расходов и влагосодержания газожидкостной смеси. В случае если к установке подключено менее 3 скважин, поверку установки проводят на каждой скважине.

При подключении к каждой скважине проводят не менее трех измерений.

• 6.4.4.2.1 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода скважинной жидкости в j-й точке, 5Q_Xij, %, определяют по формуле

Q . -Q³ .

5Q =?“>   22!-. 100

XlJ       p.3       IVV,

'^s*xij

где Q_Xjj - массовый расход скважинной жидкости, измеренный установкой, т/ч;

Q^ij - массовый расход скважинной жидкости, измеренный эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости при каждом измерении не должно превышать 2,5 %.

• 6.4.4.2.2 Относительную погрешность i-ro измерения массы и массового расхода скважинной жидкости без учета воды в j-й точке, бО_ну, %, определяют по формуле

Q -Q³.

^Н1|-юо,                                               (8)

где Q_Hjj - массовый расход скважинной жидкости без учета воды, измеренный установкой, т/ч;

Q„ij - массовый расход скважинной жидкости без учета воды, измеренный эталоном, т/ч.

Значение относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости без учета воды при каждом измерении не должно превышать:

• - при влагосодержании от 0 % до 70 %                           ± 6,0 %;

• - при влагосодержании свыше 70 % до 95 %                      ±15 %.

• 6.4.4.2.3 Относительную погрешность i-ro измерения объема и объемного расхода газа, приведенных к стандартным условиям в j-й точке, 5О_гу, %, определяют по формуле

6^Q_fii=^Qni.;^Q*^iio°,                                        о)

где Qrij - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный установкой, м³/ч;

Q^j - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям, измеренный эталоном, м³/ч.

Значение относительной погрешности измерений объема и объемного расхода газа, приведенного к стандартным условиям при каждом измерении не должно превышать 5,0 %.

6.4.3, 6.4.4 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 7.1  Результаты определения метрологических характеристик установок оформляют протоколом произвольной формы.

• 7.2 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке установки в соответствии с требованиями документа «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденного приказом Минпромторга России от 02.07.2015 г. № 1815. На оборотной стороне свидетельства о поверке установки указывают:

-диапазон измеряемых расходов скважинной жидкости и нефтяного газа;

• - значения пределов относительной погрешности измерений массы скважинной жидкости, массы скважинной жидкости без учета воды и объема нефтяного газа, приведенного к стандартным условиям.

• 7.2 (Измененная редакция, Изм. №1)

• 7.3 При отрицательных результатах поверки установку к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности в соответствии с документом «Порядок проведения поверки средств измерений, требования к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденным приказом Минпромторга России от 2.07.2015 г. № 1815.

Приложение 1

(рекомендуемое)

Форма протокола подтверждения соответствия ПО установки измерительной «Мера-ММ.ЮЗ»

Место проведения поверки:

Установка измерительная: «Мера-ММ.ЮЗ

Заводской номер: №____________

Заключение: ПО установки соответствует/не соответствует ПО, зафиксированному во время испытаний в целях утверждения типа установки.

Должность лица проводившего поверку:

(подпись)           (инициалы, фамилия)

Дата поверки:        «______»   ____________ 20___г.

¹

Если в качестве рабочей среды на эталоне 2 разряда по ГОСТ 8.637-2013 используют

²

газожидкостную смесь, состоящую из воды и воздуха, то допускаемую относительную погрешность

³

при измерении массового расхода скважинной жидкости без учета воды определяют в соответствии с п. 6.4.2.4